Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя промконтроллеры ЭНКС-1.622, контроллеры UN0-2160, блок коррекции времени Trimble Acutime 2000 Sinchronization, каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной и резервный серверы БД АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «ES-Энергия».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчика по линиям связи поступает на входы промкон-троллера ЭНКС-1.622, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллеру устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена блоком коррекции времени Trimble Acutime 2000 Sinchronization, синхронизирующим собственное время по сигналам спутниковой системы навигации. Погрешность синхронизации фронта сигнала 1PPS в статическом режиме составляет ±100 нс, в динамическом режиме ±300 нс. Блок коррекции времени подключен к контроллеру UNO-2160. Пределы абсолютной погрешности хода часов контроллера UNO-2160 за 1 час составляют не более ±0,6 с. Сличение часов контроллера UNO-2160 и блока коррекции времени осуществляется периодически (1 раз в 3 часа), коррекция часов производится при обнаружении расхождения больше ±1 с.
Сличение часов основного и резервного серверов базы данных осуществляется периодически (1 раз в 1 час) с часами контроллера UNO-2160. Коррекция часов основного или резервного серверов осуществляется при обнаружении расхождения ±2 с.
Промконтроллер ЭНКС-1.622 периодически (1 раз в 3 часа) сравнивает свое системное время с часами контроллера UNO-2160. Пределы допускаемых значений абсолютной среднесуточной погрешности хода часов промконтроллера составляют не более ±2 с. При обнаружении расхождения больше ±1 с часов промконтроллера ЭНКС-1.622 от часов контроллера UNO-2160 производится коррекция часов в промконтроллере ЭНКС-1.622. Сличение часов счетчика электрической энергии и промконтроллера ЭНКС-1.622 осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения больше ±2 с часов счетчика электрической энергии от часов промконтроллера производится коррекция часов счётчика, но не чаще одного раза в сутки. Пределы основной абсолютной погрешности хода внутренних часов счетчика в нормальных условиях Дсч = ± 0,5 с/сутки. Пределы дополнительной температурной погрешности хода часов счетчика ± 0,1 с/°С- сутки.
Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с, следовательно, время задержки составляет меньше 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, промконтроллера, контроллера и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «ES-Энергия», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «ES-Энергия» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ES-Энергия».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентиф икационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ES- Админи стратор Admin.exe | ES-ASD Adminis trator ES_ASD.e xe | Meter# MeterMetr ology.dll | ES-Учет ESAccoun t.exe | ES XML Compiler ESXML-Com-piler.exe | ES TimeSync ESTSSvc. exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.3.0.0 | 5.7.26.0 | 3.1.0.5 | 5.6.21.0 | 2.24.0.25 | 1.4.1.0 |
Цифровой идентификатор ПО | f08b2ade4 0669027d d489c27b2 643d96 | 197f6598d e01a5819e 40e561c6e 1bff7 | 41af001e1 d1da9e599 3f4cbfdb6 533dd | d4e78735b af21450d5 09bd5e872 a14eb | 8df87a98a 10d11670e 374fe1ee9 45a3c | eec558e09 ee0b8a244 e131442af d651b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Системы учета и контроля электроэнергии автоматизированные «ES-Энергия» производства ЗАО «ИНЖЕНЕРНЫЙ ЦЕНТР «ЭНЕРГОСЕРВИС», включают в себя ПО «ES-Энергия».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4
140 14^
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
О, е S о Н | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
ТТ | ТН | Счётчик | ИВКЭ | Сервер |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 7 |
1 | ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 №2 | CTSG 2000/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. №132583007 В: Зав. № 132583008 С: Зав. № 132583009 | UDP 245 220000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № B105-VT/009/AG31 В: Зав. № B105-VT/007/AG31 С: Зав. № B105-VT/008/AG31 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01265914 | ЭНКС- 1.622 Зав. № 1174 Зав. № 1175 | HP Proliant DL360e Gen8 Зав. № CZJ34002QZ | активная реактивная |
2 | ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая №2 | CTSG 2000/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 132583004 В: Зав. № 132583005 С: Зав. № 132583006 | UDP 245 220000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № B105-VT/002/AG31 В: Зав. № B105-VT/003/AG31 С: Зав. № B105-VT/006/AG31 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01265915 | ЭНКС- 1.622 Зав. № 1174 Зав. № 1175 | HP Proliant DL360e Gen8 Зав. № CZJ34002QZ | активная реактивная |
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
Основная погрешность, (±5), % | Погрешность в рабочих условиях, (±5), % |
cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1; 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,6 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,9 | 1,2 |
0,21н1<11<1н1 | 0,6 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,9 | 1,2 |
0,051н1<11<0,21н1 | 0,7 | 0,8 | 1,3 | 0,9 | 1,0 | 1,4 |
0,01(0,02)1н1<11<0,21н1 | 1,2 | 1,3 | 2,0 | 1,3 | 1,5 | 2,1 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
Основная погрешность, (±5), % | Погрешность в рабочих условиях, (±5), % |
cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1; 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,7 | 1,5 |
0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,7 | 1,5 |
0,051н1<11<0,21н1 | 1,6 | 1,4 | 1,0 | 2,1 | 2,0 | 1,6 |
0,01(0,02)1н1<11<0,21н1 | 2,3 | 2,0 | 1,5 | 2,7 | 2,4 | 2,0 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) ин; диапазон силы тока (0,02 - 1,2) 1н, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- контроллеров от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- серверов БД от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 65 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, контроллеров на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик электрической энергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- промконтроллер ЭНКС-1.622- среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- контроллер UN0-2160 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- блок коррекции времени Trimble Acutime 2000 sinchronization - среднее время наработки на отказ не менее Т = 366 880 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал контроллера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и контроллере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- контроллера;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
- электросчетчика;
- контроллера;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- контроллерах (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 1200 суток; при отключении питания - 30 лет;
- контроллер - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 3 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
Трансформатор тока | CTSG | 46666-11 | 6 |
Трансформатор напряжения заземляемый | UDP 245 | 48448-11 | 6 |
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 31857-11 | 2 |
Промконтроллер | ЭНКС-1.622 | - | 2 |
У ниверсальный сетевой контроллер | UN0-2160 | - | 3 |
Блок коррекции времени | Trimble Acutime 2000 Sinchronization | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 59737-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» -Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10% до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2) для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС
- РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2))», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС -Череповецкая № 2)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.